励磁系统并网瞬间发电机无功冲击分析与处理

励磁系统并网瞬间发电机无功冲击分析与处理

苗玉

内蒙古吉源热电有限责任公司   内蒙古通辽市   028000

摘要：目前发电机组励磁系统多采用自动电压调节器的自并励方式，发电厂中并列运行的机组间无功功率的稳定分配通常是借助于发电机电压的调差单元来实现。因此励磁系统调差系数的合理整定对无功功率的合理分配以及电力系统静态稳定、动态稳定至关重要。因此电站对机组励磁系统调差系数进行了重新整定，整定后在开机并网瞬间发生无功下冲现象，最大下冲至-75Mvar 并保持，导致励磁系统低励限制器动作。为满足电力系统的稳定运行要求，并网发电机组在能够维持给定的母线电压同时，当系统无功发生波动时，发电机励磁系统还应稳定合理地分配机组间的无功负荷。

关键词：发电机；无功；冲击  

一、发电机自并励励磁系统概述

1、自并励静止励磁系统的组成。自并励静止励磁系统是指发电机的励磁电源通过励磁变压器和整流装置从发电机机端取得的励磁控制系统。它主要由励磁变压器，励磁调节部分，功率整流部分Ｗ及灭磁部分组成。

2、自并励励磁系统的技术优势。自并励励磁系统为静态励磁，没有旋转部分，运行可靠性高，由于没有励磁机环节，自并励励磁系统属于高起始快速响应励磁系统，可有效改善电力系统的稳定水平。随着电力电子技术不断发展，大功率可控整流装置的可靠性已经大大提高；加之电力系统中快速保护的应用，可在某些极端异常工况时快速切除故障，提高了电力系统的暂态稳定性。电力系统稳定器的投入，也可以有效地提升自并励静止励磁系统的动态稳定性。

二、励磁系统发电机无功冲击分析

某水电站采用 500kV 和 220kV 两个电压等级接入电网，两个电压等级之间经过自耦变压器联络。1～4 号机组分别通过发电机出口断路器和 500kV 变压器经 500kV GIB 连接成两个联合单元，接入500kV 系统。5～6 号机组采用单元件接线方式，机端无发电机出口断路器，采用主变高压侧断路器并网方式接入 220kV 系统。1～4 号机组励磁变压器安装于主变压器低压侧，励磁系统采用他励静止晶闸管励磁方式，5～6 号机组励磁变压器安装于主变压器低压侧，励磁系统采用自并励静止晶闸管励磁方式。

1、整定计算原则。发电机无功调差一方面确定共母线机组稳态时无功按比例分配，同时在系统波动时确定发电机组无功出力增量按比例分配。电站机组采用单元接线方式，由于主变压器自然调差系数（变压器阻抗）较大，为提高机组对系统的电压（无功）支撑能力，一般励磁调节器中无功调差系数选择为负值（依据国内标准定义），来补偿主变压器电压降，但补偿压降不能超过主变实际压降。单元接线主变压器高压侧并入电网的整定原则：主变压器高压侧并列的发电机变压器组附加调差系数应补偿电抗压降，并列点的电压调差率宜按照电网调度规定的电压调差率 D 进行整定，在调度未作出规定前电压调差率应按以下方法整定：1）并列点的电压调差率宜按照 5%-10%整定，在无功分配稳定的情况下取小值，同母线下的电压调差率应相同。 2）主变压器高压侧并列发电机变压器组应采用补偿变压器电抗压降的措施，其电压调差率满足以下条件：当发电机无功电流由零增加到额定无功电流时，发电机电压变化不大于 5%额定电压。 主变压器高压侧并列发电机变压器组的调差率 DT 计算见下式（折算到主变压器容量为基准）：

式中，DT 为主变压器高压侧并列的发电机变压器组在有功电流为零时的电压调差率，单位%；UK 为主变压器短路电压，单位%；D 为发电机电压调差率，单位%； IGN 、ITN 为发电机额定定子电流和主变压器额定电流，单位 A；UGN 、UTN 为发电机额定定子电压和主变压器额定电压，单位 V；工程实践中发电机自然调差率一般可以忽略不计，故发电机电压调差率 D 可近似为调差单元的附加调差系数。

2、整定计算过程。通过现场实际运行数据获取主变短路电压，发电机与主变额定电压、电流，按照电网调度规定的母线电压调差率 D 或并列点电压调差率（5%-10%） 小值进行发电机附加调差系数计算：

基于计算结果，由于 ABB 组励磁系统，其调差极性定义与国内相反，其整定正值实际为国内负极性,机组励磁调差系数，拟整定为+10%（依照国内定义，为-10%），即负调差。

3、调差系数验证

（1）调差极性验证。发电机并网运行，励磁为自动运行方式，发电机有功功率为零（或较小），无功功率为 10MVar 左右。保持给定电压不变，逐步改变 AVR 调差系数。分别在调差系数为-3%、-2%、-1%、0、1%、2%、3%时记录发电机无功功率、发电机电压等值。发电机无功功率、发电机电压应与设计结果一致，ABB 励磁系统调差极性与标准要求相反，即调差系数从负到正时，机端电压逐渐变高、无功功率逐渐增大。（2）调差系数校核。试验机组励磁调节器调差系数设置为 3%，被测试机组并网运行，有功功率保持不变，无功功率 0MVar。改变无功功率，记录试验机组定子电压实际值和定子电压给定值，有功功率、无功功率，并注意监视系统母线电压在允许范围内，根据推算法计算调差系数。（3）PSS 阻尼校核，发电机调差系数的设置对励磁系统开环频率特性的影响，可能表现为增加角度滞后，使得频率特性曲线整体下移，可能造成相位补偿不满足要求， 影响到 PSS 阻尼效果。因此需对调差系数整定前、整定后的 PSS 阻尼效果进行验证结果可见，设置机组励磁调差系数为 10%，PSS 正阻尼效果依然明显，没有受到影响，励磁系统整定调差系数为 10%均满足要求。

4、无功下冲原因。调差系数整定为 10%后，通过对 1 至 6 号机组一段时间并网时无功下冲数据统计分析后发现：一是并网时机组无功都出现了下冲现象，下冲后保持在进相状态，保持进相的无功值大小比较随机，最大为3 号机-74MVar；二是无功下冲主要发生在 500kV 系统侧 1 至 4 号机组（机端出口断路器并网），220kV系统侧 5、6 号机组（主变高压侧并网）未发生过。根据机网协调试验要求，开展了 1 至 6 号机组励磁系统参数建模及 PSS 复核性试验，根据复核性试验结果，修改了 1 至 6 号机组励磁系统 PSS 定值，在并网瞬间有功功率满足 PSS 投入要求，故首先怀疑 PSS 定值修改对无功下冲产生了影响。 观察分析了机组 4 次并网瞬间励磁系统状态参数变化，并对 PSS 的状态参数变化进行视频录制分析，可排除 PSS 影响。理由如下：并网瞬间 PSSActive（PSS 激活状态参数）一直为 False，即在并网瞬间 PSS 未投入（说明并网瞬间的有功冲击没有造成 PSS 短时投入/退出现象），PSS 输出值 PSSActrul也一直为 0，说明 PSS 没有对发电机机端电压产生影响，进而也不会影响到并网瞬间的无功，故可排除PSS 对机组并网瞬间无功下冲的影响。励磁系统调差系数修改后影响分析，励磁系统调差系数修改后，并网瞬间无功的变化可通过调差环节对机端电压的给定值产生影响，进而引起无功的变化，因此决定将励磁系统调差系数由 10%修改为 3%，进一步观察并网瞬间无功冲击情况。

参考文献：

［1］李宪栋，张海校，杜惠彬．水电厂机组无功功率波动问题分析［J］．水电自动化与大坝监测，2019，30( 5) : 81－82．

［2］ 郭玉恒，徐学群．机组并网瞬间抢无功现象分析及定值整定策略［J］．水电自动化与大坝监测，2020( 3) : 21－24．

［3］杨职彭，黄耀群，李兴源．同步电机现代励磁系统及其控制［M］．成都: 成都科技大学出版社，2019．